中原油田濮7区块漏失井固井技术

发布时间：2020-04-01

　　摘要：中原油田濮7区块漏涌并存，且油气层分散，水层发育，注水井多，出水现象严重，盐层分布散且段长，固井难度很大。针对区块特点，强化了一系列技术措施：完钻通井过程中调整钻井液性能，尽可能做到低黏低切低失水，以保证充分压稳油气层，并用钻进时的1.2倍排量充分洗井，为水泥浆的胶结和提高顶替效率创造条件;合理选择平衡液达到防漏的目的;使用扶正器提高套管居中度;应用裸眼封隔器有效解决层间水窜问题;优化水泥浆设计，运用塞流顶替、采取分段加回压等项措施。在濮7一侧9等8口井进行了现场应用，取得了固井优良率100%的良好效果。

       关键词：中原油田;濮7区块;固井;漏失;井涌

　　中原油田濮7区块经过30多年的开发，油气产量逐年减少。为了充分挖掘地下油气资源，对濮7区块进行调整开发。该区块地层压力系数比较低，普遍存在着渗透性漏失、裂缝性漏失、断层漏失，而且由于常年注水开发造成地下压力异常，在钻井过程中漏涌并存，固井难度较大。针对该区块特点，从井眼准备、水泥浆性能、固井设计、施工工艺等各方面进行强化，形成了一套完整的技术措施，有效地解决了濮7区块的固井难题。

　　1固井难点

　　(1)濮7区块地层压力系数比较低，井漏情况经常发生。受周围生产井和注水井的影响，地层压力发生了巨大的变化，井筒内形成了复杂的“高—低一高”压力系统并存的现状¨J，钻井过程中基本上实行边钻井边堵漏的近平衡技术。目前该区块钻井完井液密度1.50～1.60g/cm，且井筒内有大量的堵漏剂不能筛除。例如濮7.59井，井深3787m，钻至井深3277.86～3676.83m发生4次井漏，只进不出，注入堵漏剂8t。钻至井深3300～3787m一直持续后效，上窜速度27m/h，钻井液密度不断提高，从1.42g/cm循环加重到1.56g/cm，到完钻也无法达到静态平衡。

　　(2)该区块井深2400～3700m井段均有油气分布，为了满足封固油气层、盐层的需要，要求水泥浆返高必须封过油气顶、盐顶或上层技术套管鞋以上200m，超长封固段容易造成环空水泥浆液柱长而压漏地层，影响固井质量。

　　(3)濮7区块水层伴随油层分布在2000～3900m，还有从测井组合图上看不出来的地层圈闭水，每口井出水都在200～300m3，造成水泥浆候凝过程中容易水窜，难以保证固井质量。

　　(4)濮7区块盐层2～3套盐层分布分散，油层和盐层交叉分布，形成盐间油气分布，而盐层段部位井径扩大率大，形成“糖葫芦”井眼，顶替效率差，极易造成水泥浆窜槽。

　　2固井技术措施

　　2.1井眼准备

　　完钻通井过程中调整钻井液l生能，要求钻井液的密度略大于地层孔隙压力当量密度，一般为在地层最高地层压力梯度的基准上再附加O.05M).10g/cm3，以保证充分压稳油气层。钻井液性能尽可能做到低黏、低切、低失水(黏度70S左右，初切<3Pa，失水控制在5mL以内)，使之具有良好的流变性J。通井时，用大于钻井时钻井液循环排量的1.2倍排量充分洗井，一方面考验井眼承压能力，为固井设计和加回压提供依据，另一方面可以充分携带井眼内的固相颗粒和冲洗井壁的滤饼，还能将大井径中的钻井液尽量清洗干净。

　　2.2合理选择平衡液

　　防漏是濮7区块固井的关键。注水泥浆后，环空液柱压力增加会导致井漏，一旦井漏固井质量难以保证，因此必须注入一定数量的平衡液来减轻水泥浆液柱在环空增加的压力。一般采用稀释钻井液密度到1.05-1.10g/cm左右，用量25～30m，调整黏度在50S左右。

　　2.3使用扶正器提高套管居中度

　　理论研究认为井眼中套管居中度小于67%，任何顶替方式都很难将环空中的钻井液驱替干净J，因而，提高套管居中度对提高顶替效率十分重要。扶正器的合理间距是提高套管居中度的基础，为了保证套管居中，采取封固段内1根套管加1只扶正器的措施，可防止套管发生贴边现象，有利于将井眼中的钻井液驱替干净。

　　2.4使用裸眼封隔器

　　由于濮7区块每口井都是多套压力层系并存，针对每口井的具体情况在高压水层和油层之间加裸眼封隔器，可以有效地防止地层水窜污染油层。

　　2.5塞流顶替

　　由于该区块容易漏失，盐层段长，井眼不规则，在替浆后期，随着液柱压力增高，采用大排量顶替易发生井漏，因此在后期替浆压力增高的情况下，采用水泥车塞流顶替8～10m钻井液碰压，排量控制在400～500L/min，可确保既不发生井漏又保证了下部主力油层段的固井质量，通过濮7.60、濮7.侧9井现场应用得以证明。

　　2.6井口加回压

　　由于注入了平衡液，水泥浆候凝过程中失重很大，碰压后立刻关封井器，根据水泥浆段的压力损失加回压。由于技术套管下得浅，加上该区块渗漏现象严重，根据水泥浆在井底不同温度下稠化时间的差异分段加回压。一般情况下，每口井加回压时间持续2h左右，直到速凝段水泥浆凝固。

　　2.7优化水泥浆设计

　　濮7区块井底静止温度105～115℃，井底压力60～65MPa，封固段长，油水层活跃，水泥浆将经受高温高压长时间的考验。因此，水泥浆的性能是保证固井施工安全和防止油水窜槽的关键。

　　(1)将水泥浆稠化时间设计成2～3段，形成多凝水泥浆体系，以减少环空水泥浆候凝过程中失重压力，从而达到防止油水窜的目的。其中，对最下部的水泥浆稠化时间控制在施工时间加0.4h之内，确保在最短的时间内凝固。

　　(2)由于油气水活跃，在水泥浆中加入成膜降失水剂和膨胀剂_4，这种水泥浆体系可以将失水控制在50mL左右。成膜降失水剂中的高分子材料与水泥作用，在候凝期间形成一层膜能增加浆体的黏性，从而增加地层流体侵入的流动阻力。膨胀剂可以防止水泥浆液柱压力下降，实现水泥石的微膨胀，增加第二界面的胶结力。

　　(3)在采用两凝或多凝水泥浆体系的同时，可加大产层段膨胀剂的用量J，依靠水泥浆内部膨胀力抵御地层内流体的压力，从而达到减缓油、水侵的目的。

　　(4)水泥浆顶底部温度差别大，为防止顶部水泥浆在低温下长时间强度过低，在水泥浆中加入早强剂，以提高水泥石的早期强度。

　　3水泥浆配方及性能

　　3.1水泥浆配方

　　速凝段配方：嘉华D级水泥+0.8%M83S降失水剂+0.3%USZ分散剂+0.3%G502膨胀剂+1.5%M53S早强剂+0.1%XPJ消泡剂。

　　非速凝段配方：嘉华D级水泥+0.8%M83S降失水剂+0.5%USZ分散剂+0.5%G502膨胀剂+0.5%G301降失水剂(浆体稳定剂)+0.I%XPJ消泡剂。

　　3.2水泥浆性能

　　水泥浆性能见表1。表中稠化时间实验温度94℃，滤失量实验条件7MPa、94℃，抗压强度实验条件21MPa、134℃、48h。

　　4现场应用

　　4.1施工程序

　　(1)下完套管后，充分循环洗井2周以上，并将钻井液性能调整好;

　　(2)注入25～30m平衡液;

　　(3)注入隔离液8～10m配浆水;

　　(4)注入水泥浆;

　　(5)顶替过程中，控制泵压防止封隔器坐封，最后8m配浆水用水泥车顶替，既能防止因泵压过高发生井漏又能做到塞流顶替，碰压后稳压5min确保封隔器坐封;

　　(6)根据地层的承压能力确定加回压时间和步骤。

　　4.2应用结果

　　2010年濮7区块固井8口，具体情况见表2，其中优质井3口，良好井5口，取得了固井优良率1o0%的效果。

　　5结论

　　(1)合理选择平衡液达到防漏的目的是保证固井不发生漏失的关键。

　　(2)使用扶正器提高套管居中度，应用裸眼封隔器有效解决层问水窜问题，是提高固井质量的重要措施。

　　(3)优化水泥浆设计、运用塞流顶替、采取分段加回压等项措施的有效实施，既防止了油水窜槽，又确保了固井质量。

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